Sähkömarkkinakatsaus 09.04.2020
Yleinen markkinatilanne
Alkuvuonna pohjoismainen säänkuva on enimmäkseen ollut hyvin sateinen, poikkeuksellisen lämmin ja samalla hyvin tuulinen. Lämpimän sään, huomattavasti parantuneen pohjoismaisen vesitilanteen ja runsaan tuulivoimatuotannon vuoksi spot-hintataso on painunut vuodenaikaan nähden poikkeuksellisen alas. Säätekijöiden takia systeemihinta, systeemijohdannaisten hinnat sekä myös Suomen aluehinta ovat alkuvuonna laskeneet voimakkaasti. Erityisesti maaliskuussa hintanäkymiin vaikuttivat oleellisesti koronavirusepidemian hillitsemiseksi käynnistetyt poikkeustoimet.
Alkuvuonna Suomen aluehinta on toteutunut (1.–9.4.) keskimäärin tasolla 23,3 €/MWh (maaliskuussa 20,38 €/MWh). Vuoden ensimmäisen kvartaalin toteuma (noin 24 €/MWh) Suomen hinta-alueella oli peräti noin 23,5 €/MWh vuodentakaista (Q1-19) hintatasoa (47,5 €/MWh) alempana.
Sää ja pohjoismainen vesitilanne
Säällä, lämpötilalla sekä pohjoismaisella vesitilanteella on suuri merkitys sähkön markkinahinnan muodostumiseen. Jos on keskimääräistä kylmempää, sähkön kysyntä ja sen myötä hintataso yleensä nousevat. Jos vettä on käytettävissä vesivoimaloissa runsaasti ja/tai on tuulista, on mahdollista kasvattaa energiantuotantoa. Tällä on hintatasoa laskeva vaikutus.
Alkuvuonna sademäärät ovat olleet poikkeuksellisen korkeita, ja pohjoismainen vesitilanne on vahvistunut nopeasti yli pitkän ajan normaalitason (0-taso). Viikon 16 loppuun ulottuva ennuste odottaa noin 26 TWh:in ylijäämää suhteessa normaalitasoon, ja määrä kuvaa samalla alkuvuoden aikana tapahtunutta vesitilanteen paranemista. Erityisesti Norjan länsiosissa satoi alkuvuonna todella runsaasti ja myös lumipeite vuorilla kasvoi nopeasti yli normaalin. Pohjoismainen säänkuva alkuvuonna oli poikkeuksellisen lämmin ja tuulinen. Sähkönkulutus on ollut normaalia pienempää, tuulivoiman osuus merkittävä ja vettä on säästynyt. Samalla pohjoismainen systeemihinta on painunut ennätyksellisen alas. Osasyynä hintatasolle on se, että sähkön siirtokapasiteettia Etelä-Norjasta sekä Ruotsin että Keski-Euroopan suuntaan on jouduttu huomattavasti rajoittamaan erilaisten kaapeliongelmien vuoksi. Siirtokapasiteetti on kevään kuluessa hitaasti palaamassa lähemmäs normaalia.
Sähköntuotannon rajakustannuskehitys ja johdannaishinnat
Energian hintaan vaikuttavat polttoaineiden hintakehitys sekä päästöoikeuden hintataso sähköntuotannon rajakustannusten muodossa.
Jo viime vuoden aikana kivihiilen ja erityisesti maakaasun hinnat olivat pääosin laskussa maltillisemman globaalikysynnän sekä polttoaineiden hyvän varastotilanteen takia. Maakaasun hinta on laskenut tuotantokapasiteetin kasvun ja Aasian vaimeamman kysynnän takia. Talvikauden lauha sää Skandinaviassa ja Keski-Euroopassa lisäsi edelleen maakaasun sekä kivihiilen hintojen laskupaineita, ja tämä on vaikuttanut kuluvan vuoden sähkön tukkuhintanäkymiin.
Alkuvuonna ja erityisesti maaliskuussa hintanäkymiin on vaikuttanut globaaliksi pandemiaksi muuttunut koronavirusepidemia. Lukuisten maiden siirryttyä poikkeustilaan polttoaineiden, päästöoikeuden ja sähköjohdannaisten hinnat reagoivat hyvin jyrkästi heikentyneisiin kysyntä- ja talouskasvunäkymiin. Katsauksen päivityksen aikoihin tosin johdannaishinnoissa ja laajemmin finanssimarkkinoilla näkyvissä on varsin jyrkkää elvytystoimien vauhdittamaa hintojen nousua. Samalla markkinat toivovat jo suhteellisen nopeaa irtautumista ainakin osasta poikkeustoimia.
Johdannaishinta tarkoittaa sitä hintaa, jolla sähköyhtiöt ja muut tukkumarkkinatoimijat voivat tehdä keskenään pitkälle tulevaisuuteen ulottuvia sopimuksia sähkön ostosta ja myynnistä. Siksi johdannaishinnat kertovat markkinoiden näkemyksen sähkön pörssihinnan tulevasta kehityksestä.
Aluehintaero
Vuoden 2020 ensimmäisen vuosineljänneksen keskimääräinen aluehintaero oli reilut 8,5 €/MWh eli selvästi edellistä vuosineljännestä korkeampi. Taso oli myös merkittäväsi vuodentakaista Q1–19 tasoa korkeampi (Q1–19 toteuma vajaat 0,7 €/MWh). Tammikuun toteuma oli vielä 3 €/MWh:in luokkaa, mutta helmi-maaliskuussa ero oli yli 11,3 €/MWh poikkeuksellisen alhaisista Norjan aluehinnoista ja systeemihinnasta johtuen. Huhtikuussa aluehintaero pysynee maltillisempana, koska kapasiteettihinnoittelu ei ole rajoittamassa sähköntuontia Venäjältä (kapasiteettihinnoittelu ei ole voimassa Venäjän määrättyä huhtikuun lomakuukaudeksi koronaepidemian vuoksi). Kesäkaudella aluehintaero toteutunee suhteellisen korkeana, sillä ennätyksellisen hyvä vesitilanne pitänee sulamiskaudella systeemihinnan matalana.
TVO:n 8.4. julkaiseman tuoreimman tiedotteen mukaan OL3-projekti saattaa viivästyä entisestään koronavirusepidemian takia. Työt eivät ole edenneet täysin suunnitelmien mukaan, eikä polttoainetta asenneta reaktoriin aiemman aikataulun mukaisesti kesäkuussa. On mahdollista, että säännöllisen sähköntuotannon aloittaminen siirtyy vastaavasti. Joulukuussa ilmoitetun aikataulun mukaan sähköntuotanto olisi alkanut marraskuussa ja säännöllinen sähköntuotanto maaliskuussa 2021.
Spot-markkinat: Sähkön fyysisen toimitukseen perustuva, kerran päivässä vuorokautta ennen sähkön toimitusta käytävä suljettu huutokauppa. Toimijat lähettävät tarjouksensa sähköpörssiin, missä tarjousten perusteella lasketaan sähkön Nord Pool -alueen systeemihinta ja aluehinnat tunneittain.
Spot-hinta: Spot-sähkösopimuksen hinta muodostuu perusmaksusta, myyjän marginaalista ja energian hinnasta. Kuluttajalle energian hinta on pohjoismaisen sähköpörssi Nord Poolin Suomen aluehinta lisättynä myyjän marginaalilla. Tulevat sähkön spot-hinnat voit tarkistaa helposti esimerkiksi Fingridin Tuntihinta-sovelluksella.
Aluehintaero: Systeemihinnan ja alueellisen hinnan ero. Suomessa ero on Helsingin aluehinnan ja systeemi-spotin välinen ero. Ero syntyy, kun eri hinta-alueilla on eroja sähkön kysyntä- ja tarjontatilanteessa eikä hinta-alueiden välillä ole riittävästi vapaata siirtokapasiteettia.